Inspecciones por Ondas Guiadas (Ultrasonido de Largo Alcance)

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA

La inspección por Ondas Guiadas ó Ultrasonido de largo alcance, es un tipo de Ensayo No Destructivo no convencional utilizado para la detección de pérdidas de material en tuberías.

A diferencia del ultrasonido convencional, donde la inspección es localizada, en el sistema de ondas guiadas la inspección se realiza empleando un anillo de transductores para emitir ondas ultrasónicas de baja frecuencia que viajan hacia ambos lados del ducto, logrando de esta manera la inspección de grandes distancias de tuberías desde un único punto de aplicación.

Gráfica de comparación entre técnicas: UT convencional vs Onda Guiada

El sistema permite la detección rápida de la degradación de la tubería en servicio, reduce los costos de acceso e inspección y evita la remoción / reposición generalizada del material aislante o revestimiento, excepto en la zona donde se coloca el anillo.

CARACTERÍSTICAS DE LA TÉCNICA

• Aplicable en diámetros de 1,5" hasta 48"
• 100% de cobertura de la sección
• Rango del ensayo:
• Típico Aéreo: +/- 40m.
• Típico enterrado: +/- 15m
• Condiciones ideales: +/- 150m
• Productividad: Normalmente 6 a 12 ensayos diarios.
• Típico aéreo: 400 m/día
• Típico enterrado: 200 m/día
• Servicio en temperaturas hasta 125C para los sistemas convencionales.
• Servicio en temperaturas hasta 250C ó 482F
• Detección de pérdida de metal tanto interna como externa.
• Sensibilidad: Pérdida de metal desde el 3% de la sección transversal de pared.
• Detección confiable en indicaciones del 9% de pérdida de metal y mayores.
• Discriminación entre indicaciones detectadas y las características del ducto: soldadura, cambios de dirección, soportes, derivaciones, etc.
• Exactitud longitudinal de aproximadamente +/- 100mm

PRINCIPIO DEL FUNCIONAMIENTO

Mediante la utilización de varios anillos de transductores piezoeléctricos es posible generar ondas guiadas simétricas, longitudinales ó torsionales según el sentido en que se coloquen los transductores, que se propagan en ambos sentidos de la tubería.

El mecanismo de detección de discontinuidades se basa en que la propagación de estas ondas se encuentra determinada por la frecuencia de la onda y el espesor de la tubería. En los puntos donde la onda enfrenta un cambio en el espesor del ducto, ya sea que este se incrementa ó reduce, un porcentaje de la energía rebota y regresa a los transductores.

En los distintos casos presentes en los ductos como una soldadura circunferencial, el incremento del espesor es simétrico alrededor de todo el ducto, por lo que la onda avanzará desde un reflector uniforme generando una onda reflejada también simétrica del mismo modo de onda que la incidente (longitudinal ó torsional)

En el caso de un área corroida. La perdida de espesor será localizada, produciendo una dispersion de la onda incidente y generando una conversión de modo de la onda reflejada, pasando esta a ser asimétrica (flexural).

De esta forma, con anillos de transductores, capaces de reconocer esta reflexiones asimetricas y utilizando modos y frecuencias de propagación poco  dispersivos, es posible determinar a partir del tiempo en que se recibe la onda reflejada la ubicacion de la discontinuidad  sobre el diercto.

COMPARACIÓN DE SISTEMAS DE MONITOREO DE CORROSIÓN EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO Y GAS (Parte B).

PERSPECTIVA GENERAL DE LA TECNOLOGÍA SPOTON DE A3 MONITORING PARA EL MONITOREO DE CORROSION.

A3 Monitoring diseña y fabrica una serie de sensores utilizados para la corrosión, fugas, daños de terceros y monitoreo de robos. Aquí solamente describiremos las herramientas utilizadas para el monitoreo de corrosión. Los sensores de A3 Monitoring requieren una mínima o nula infraestructura, son muy fáciles de aplicar y proporcionan información fiable, precisa y frecuente. 

Los sensores utilizados para detectar corrosión son los siguientes:

1. SpotOn® U - basado en tecnología de monitoreo de espesor ultrasónica.
2. SpotOn® LR – basado en tecnología de monitoreo ultrasónica de Largo Alcance (Long Range)
3. SpotOn® AE – basado en tecnología de monitoreo de Emisión Acústica. (Acoustic Emission)

Los sensores arriba mencionados se pueden combinar entre sí para obtener mejor rendimiento y han demostrado mejorar en gran medida la capacidad de detección. Esta es una característica totalmente única de los sensores de A3 Monitoring, mientras que todos los demás proveedores de sensores de monitoreo de corrosión tienen que adaptar las características de la aplicación a la capacidad de sus sensores, A3 Monitoring puede elegir la mejor combinación de soluciones disponibles, adecuando sus sensores a la aplicación, generando así una gran reducción de costos, así como la mejora de la POD (Probabilidad de Detección).

SpotOn® U

SpotOn® U es una solución de monitoreo de corrosión en tiempo real, diseñada para proporcionar datos frecuentes y de manera remota sobre el espesor, a los propietarios de los activos (tuberías). El sistema es sensible a pequeños cambios en el espesor de la pared, resiste condiciones ambientales muy duras y se puede aplicar en tuberías por encima del suelo, aisladas, enterradas y también submarinas.

La unidad spotOn® U está fijada a la tubería mediante una abrazadera de sujeción con un revestimiento interno de silicona para protección y un soporte que protege al sensor y su electrónica, al mismo tiempo, que permite que el sensor toque el exterior de la tubería (véase la figura 1). La silicona hace contacto con el tubo y crea la junta entre la abrazadera y el tubo (no hay un contacto metal-metal con el tubo). Hasta 8 sensores se pueden conectar a una sola abrazadera, permitiendo así controlar varias posiciones según el sentido horario del reloj. Un sensor de temperatura se instala en cada ubicación de los sensores UT, de manera que se consigue una tendencia precisa del espesor usando algoritmos de compensación de temperatura. El sistema puede ser instalado tanto como una instalación permanente o temporal, ofreciendo una gran flexibilidad para cambiar la posición del sensor.

La figura 2 muestra una configuración típica spotOn® U, en la cual el sensor UT se coloca en el tubo en una ubicación enterrada. Las señales UT se transfieren a una unidad de control alimentada por una batería a través de un cable resistente y los datos encriptados se envían a un servidor dedicado a través de satélite, GSM o SCADA. El "Data Logger" también está disponible.

Una vez recibidos, los datos son des-encriptados y se muestran en el software ShieldCube. El uso del enlace por satélite hace que la necesidad de una insfraestructura requerida por el cliente se reduzca a cero. En este caso no hay necesidad de servidores ó redes ó instalaciones locales. El sistema esta diseñado para ser una solución rápida y fácil de instalar. Las baterías duran un mínimo de 5 años y la unidad se puede actualizar con un paquete de batería extra para incrementar a 10 años su duración. La última versión de SpotOn® U esta también disponible con baterías solares recargables, por lo tanto es virtualmente reducido a cero la necesidad de volver al sitio. Esto es especialmente útil en ambientes difíciles. 

SpotOn® U permite a los operadores:

• Establecer rápidamente tendencias de espesor para así optimizar la estrategia de los inhibidores;
• Aumentar la rentabilidad procesando fluidos variables;
• Reducir a cero los costes de acceso incluso en áreas de difícil acceso,como por ejemplo en tubos enterrados;
• Tener una gran repetibilidad y sensibilidad mejorada en comparación con otras herramientas de monitoreo de corrosión similares.

La figura No. 3 muestra un ejemplo de monitoreo de corrosión spotOn® U en una instalación downstream. Como se ve claramente en este resultado, la tendencia de la corrosión, cambiaba muy rápidamente dependiendo del fluido que pasa por el tubo que está siendo monitoreado. Las mediciones diarias son precisas y confiables, estas se envían al cliente permitiendo identificar el comportamiento del inhibidor, dependiendo del fluido y posteriormente rectificar el problema de la gran tasa de corrosión optimizando aún más la estrategia de inyección de inhibidor.

Como cualquier otra herramienta de monitoreo UT, spotOn® U también tiene una área de cobertura limitada y se centra sólo en la corrosión interna.

Otros proveedores de sensores de monitoreo UT normalmente propondrían incrementar el área cubierta mediante un incremento en el número de sensores.

A3 monitoring también puede proporcionar una solución alternativa, que es el spot On® U+ LR. Spot On® U proporciona valores precisos de espesor en ciertas ubicaciones. SpotOn® LR proporciona una mayor cobertura para establecerse si hay corrosión a alguna distancia de la posición donde los sensores UT están localizados. A continuación ofrecemos más información sobre las características de despliegue del spotOn® LR y de su desempeño esperado.

SpotOn® LR

SpotOn® LR es una solución de monitoreo de corrosión, la cual aprovecha una tecnología innovadora y patentada para facilitar la identificación de amenazas a distancia. SpotOn® LR identifica amenazas de corrosión externa e interna en tuberías que son de difícil acceso.

El Sistema se implementa utilizando la misma abrazadera de reparación utilizada para el spotOn® U, haciendo que los dos sistemas sean totalmente compatibles para ser utilizados juntos.

SpotOn® LR ofrece una gran flexibilidad ya que el sistema se puede cambiar de posición después de la instalación inicial y se puede instalar posteriormente en una ubicación específica en una tubería por encima del suelo, enterrada o asilada.

Utilizada en combinación con el software AUTO LR basado en la extracción de base y el análisis estadístico secuencial (característica única de AUTO LR), spotOn® LR ofrece una gran mejora comparado con cualquier otra solución de monitoreo o rastreo de Largo Alcance disponible en el mercado:

• Sensibilidad 10 veces aumentada;
• Identificación de anomalías en soldaduras, soportes u otras características;
• Independiente de las habilidades del operador.

Las figuras No. 4a y 4b, muestran una comparación entre el rendimiento de la sensibilidad esperada utilizando el método de rastreo (screening) o un dispositivo de monitoreo de Largo Alcance de otros proveedores (Figura 4a) y la sensibilidad esperada utilizando spotOn® LR (Figura 4b).

Los gráficos en la Figura 4, informan sobre umbrales basados en valores medios experimentados en los lugares de la aplicación. El eje X es la profundidad de la anomalía en porcentaje del espesor total de la pared, mientras que el eje Y es el cambio en la sección transversal de la tubería. Las curvas están trazadas para tuberías de distintos tamaños. El gráfico se presenta para una proporción específica de corrosión (Proporción de 5:1 entre la longitud de la corrosión y la profundidad de la corrosión). Mientras la proporción de la anomalía y la sección transversal disminuyen (por ejemplo 1:1), así también disminuirá la detectabilidad de la anomalía.

SpotOn® LR tiene algunas deficiencias:

• No mide el espesor directo de la pared;
• No es adecuado para detectar corrosión a lo largo de la longitud de la tubería;
• Tiene una zona muerta bastante grande así que el aérea debajo de las abrazaderas no es inspeccionada;
• No puede detectar picaduras muy pequeñas ( aunque la sensibilidad es mucho mayor en comparación con el rastreo)

El uso de spotOn® U junto con spotOn® LR permite mitigar las 3 primeras deficiencias mencionadas arriba, mientras que con el spotOn® AE (descrito a continuación) se mitigaría el problema de la detección de picaduras pequeñas. Acción que no seria detectada por el SpotOn UT y el SpotOn LR, actuando cada uno por solitario.

SpotOn® AE

El SpotOn® AE es un Sistema de monitoreo de Emisión Acústica rápido, preciso y confiable, que puede identificar fugas en una tubería así como grietas y la interferencia por terceros. El SpotOn® AE se instala en las tuberías utilizando la misma configuración descrita para el spotOn® U. La capacidad del spotOn® AE para detectar fugas es importante cuando las picaduras localizadas son un posible mecanismo de daño. Las picaduras de espesor relativamente pequeñas no se detectan con spotOn® U ó spotOn® LR generando por lo tanto pérdida de contención, mientras que utilizando el spotOn® AE si son detectadas y las alarmas se enviarían rápidamente a los propietarios de los activos con el fin de evitar mayores incidentes.

SpotOn® AE también se utiliza para monitorear Grietas por Corrosión bajo Tensión (SCC). A medida que se desarrollan las grietas, éstas emiten algo de ruido que puede ser detectado utilizando spotOn® AE. Como SCC (Grietas por Corrosión bajo Tensión) es una gran amenaza en varias aleaciones de metal utilizadas en instalaciones en tierra y mar, así como en alguna localización de tuberías enterradas, spotOn® AE ofrece una solución para monitorear estas localizaciones las 24 horas 7 días a la semana. La Figura de abajo muestra un ejemplo de monitoreo de fugas utilizando

Conclusiones

La reducción de costos es actualmente el tema más importante en la agenda de todos los equipos de gestión de las empresas de petróleo y gas. Las prácticas rutinarias de inspección en instalaciones de petróleo y gas son por lo general menos precisos, y podrían tener al personal involucrado en el sitio, a diario, incrementando errores y riesgos, por lo tanto no alcanzan el objetivo final de reducir riesgos y costos. El monitoreo ofrece la oportunidad de reducir costos mientras que también se reduce los riesgos, siendo por lo tanto la mejor opción tanto para los ingenieros de gestión como para los de integridad.

• El monitoreo utilizando sondas de corrosión (ER o cupones) es muy limitado en su eficacia ya que se debe asumir que el efecto de la corrosión del fluido en la sonda es el mismo que el de la estructura que está siendo monitoreada. 50 años de experiencia en la industria revelan que este puede no ser el caso. Además, estas sondas son intrusivas y gestionarlas incrementa los costos y el riesgo de fallos;
• El hecho de que A3 Monitoring ofrezca monitoreo integrado, y que se utilicen varias tecnologías de monitoreo en conjunto es a la vez único y también el enfoque técnico más adecuado. Utilizando la integración tecnológica, el rango de detección se optimiza, los problemas principales son identificados con seguridad y a tiempo y el coste se ve altamente reducido.
• La tecnología “plug-and-go” spotOn de A3 Monitoring reduce inmensamente el esfuerzo de implementación en comparación con cualquier otra solución de monitoreo disponible en el mercado. Es posible implementar el spotOn® literalmente entre las siguientes 24 horas después de decidir implementar el monitoreo de corrosión en una localización específica.
• Instalado en varias instalaciones de petróleo y gas en más de 10 países en todo el mundo, la tecnología spotOn® ofrece la solución más avanzada, fiable y costo-efectiva en el mercado del monitoreo.

Para más información sobre las capacidades del Sistema spotOn® por favor sirvase contactarnos por tecno.ndt@gmail.com ó a través de la cuenta Skype: jecimba ó a través del Whatsapp +58424-4301542.

COMPARACIÓN DE SISTEMAS DE MONITOREO DE CORROSIÓN EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO Y GAS (Parte A)

El sector de la industria del petróleo y del gas ha implementado varias opciones y estrategias para la detección y monitoreo de corrosión en los últimos 50 años. Alguno de estos enfoques están muy bien consolidados, otros, en cambio, están emergiendo.

Este artículo tiene el propósito de clarificar los pros y los contras de distintos enfoques para el monitoreo de corrosión en términos de detección e implementación dentro de la estrategia de integridad y costes.

a) Sondas ER (Electric Resistance)

Las sondas ER han sido aplicadas en la industria del petróleo y del gas desde hace varias décadas y son, por lo tanto, un enfoque bien establecido para el monitoreo de la corrosión. 

Las sondas ER son elementos intrusivos capaces de medir las tasas de corrosión en función de la variación de la resistencia eléctrica con el tiempo. Un elemento con punta de metal se introduce en el fluido y su valor de resistividad eléctrica se registra externamente, ya sea a través de un "data logger" ó de forma inalámbrica. La corrosión de la puntas de metal se usa para inferir la velocidad de corrosión experimentada por la estructura de metal. Este enfoque de monitoreo de corrosión es sencillo de utilizar, no requiere un personal altamente entrenado y además está bien regulado. 

Sin embargo, las sondas ER se ven afectadas por una serie de deficiencias que se enumeran a continuación:

• Las sondas ER son intrusivas, por lo tanto aumenta el riesgo de fallo durante el montaje y durante su funcionamiento. Como la punta necesita ser reemplazada por lo menos cada 3 años, la recuperación y el reemplazo es crítico; varios incidentes de seguridad han sido registrados en la industria de petróleo y gas durante operaciones de este tipo.
• La instalación de sondas ER no se puede llevar a cabo durante las operaciones normales.
• La posición en la que la corrosión se mide en la sonda, en la mayoría de los casos no experimenta el mismo nivel de corrosión que la pared de la tubería.
• Afecta al flujo interno ya que la sonda ER introducida dentro del fluido desvía el flujo y podría inducir a “corrosión downstream”.
• Se ve afectada por el fluido ya que algún deposito viscoso que tendería a cubrir la punta puede ocultar la verdadera corrosión de la pared del tubo.
• No funciona bien con corrosión localizada.
• En lugares enterrados es necesaria la excavación antes de la extracción. Esto aumenta enormemente los costos de mantenimiento.
• Sólo se aplica a la corrosión interna.

b) Cupones de corrosión

Los cupones de corrosión se han utilizado desde hace 50 años en la industria del petróleo y gas y son herramientas bien conocidas para el monitoreo de corrosión. Los cupones están hechos de una aleación de metal pesado introducido en el fluido procesado. A medida que el cupón de metal se corroe, pierde peso. El cupón se recupera más adelante y se sustituye por uno nuevo en un tiempo razonable (relacionado con la tasa de corrosión esperada). El cupón se manda al laboratorio para medir su peso y calcular la pérdida de metal.

Los cupones de corrosión son una manera sencilla para obtener la tasa de corrosión. Aun así, tienen todas las desventajas ya mencionadas para las sondas ER y otras adicionales que se mencionan a continuación:

• Costos de mantenimiento muy elevados, ya que el cupón debe ser extraído muy frecuentemente (una vez al mes por ejemplo). 
• Mayores riesgos debido al frecuente acceso intrusivo. 
• La medición es solamente un promedio en el periodo utilizado, así que podría no tener sentido si la tasa de corrosión cambia con mayor rapidez que el intervalo de recuperación. 
• La superficie del cupón metálico está bien pulida y tal vez se ve afectada por la corrosión de manera completamente diferente en comparación con la estructura bajo examen. 
• Las empresas suelen colocar estos cupones en lugares en los cuales son fáciles de instalar debido a la frecuente extracción de las mismas, en vez de lugares donde la ubicación es más significativa. Por ejemplo, a lo largo de la tubería por encima del suelo en lugar de la parte enterrada, o en el sentido horario 12 en vez del sentido horario 6. Estas malas prácticas son muy comunes y disminuyen enormemente la efectividad de una campaña de monitoreo de corrosión basada en cupones de corrosión

c) Lecturas UT manuales

El ultrasonido manual es probablemente el enfoque más utilizado para “monitorear” la corrosión de activos de petróleo y gas. La técnica requiere un transductor ultrasónico para estar cerca o en contacto de la estructura que va a ser examinada. El espesor se mide localmente basándose en el tiempo empleado por la onda ultrasónica para pasar por el espesor del metal y ser reflejada por la superficie opuesta del metal.

La técnica es muy conocida y ampliamente aplicada. Como requiere acceso directo a la estructura en estudio y la medición es limitada hasta el punto que se está midiendo, el acceso debe ocurrir en casi la totalidad de los activos para poder llevar a cabo este tipo de mediciones. Por lo tanto, este enfoque no es adecuado para tuberías enterradas donde se utilizan herramientas más complejas como PIG e ILI.

Las refinerías o plantas grandes pueden requerir la inspección de más de 200.000 puntos de inspección. Esta es una tarea inmensa, especialmente considerando el tema del acceso (andamios, la eliminación del aislamiento y el restablecimiento de las condiciones normales de operación).

Por lo tanto, está generalmente aceptado que la mayoría de los puntos se midan únicamente cada 5 años. Esto puede no ser suficiente para asegurar una operación segura de la planta, incluso en el mejor de los casos, en que los puntos elegidos sean los realmente representativos de la corrosión general.

Las lecturas UT manuales sólo se enfocan en algunos de los problemas potenciales de corrosión en refinerías y plantas, y tienen varias desventajas:

• La corrosión externa, la corrosión bajo aislamiento y la corrosión bajo soportes, no son identificables mediante herramientas UT estándar.
• La repetibilidad de los datos es muy limitada. Así, por ejemplo, en el libro ASM International sobre “La corrosión en la industria petroquímica” se informa que “la incertidumbre en las lecturas es de aproximadamente 0,5mm (0.02in), pero esto puede ser aún mayor si la condición de acceso y preparación de la superficie es menos que óptima”. Debido al hecho de que el punto bajo examinación puede no ser exactamente igual (incluso una diferencia de pocas milésimas de pulgadas puede causar diferentes lecturas), además se utilizan procedimientos distintos, se utilizan equipos distintos y diferentes operadores llevan a cabo la inspección, los resultados tienen una gran dispersión y en algunos casos son totalmente incoherentes ya que pueden mostrar, por ejemplo, un incremento en el espesor. Aunque los operadores de planta estarían encantados de ver que el espesor de sus activos va en crecimiento, por desgracia es imposible…
• El acceso a la ubicación del objeto de medición puede ser costoso debido a los andamios y al aislamiento. Por ejemplo, es bien sabido que el coste de acceso excede del 90% del coste total de la inspección cuando consideramos tuberías aisladas en lugares elevados.

d) UT de Largo Alcance (Ondas Guiadas)

UT de Largo Alcance (LA) u Ondas Guiadas de LA, es una técnica emergente que permite la detección de corrosión externa e interna desde una localización remota. Las ondas mecánicas de baja frecuencia son estimuladas sobre la estructura y los cambios en la sección transversal causan ecos. Estos ecos se registran y se vinculan con las características geométricas de la tubería que se está examinando, para así poder detectar la corrosión. La técnica se aplica principalmente en tuberías. Las ventajas de este enfoque son que no se necesita acceso directo a la estructura bajo examinación, el área inspeccionada es muy grande en comparación con el método UT, y puede detectar tanto corrosión externa como interna. Aun así, existen varias desventajas:

• El rango se ve afectado por la geometría de la tubería, el fluido dentro de la tubería (incluyendo los depósitos), el material externo (ej. Tierra) y el recubrimiento.
• Solo puede detectar manchas grandes de corrosión. No es útil para picaduras localizadas.
• No da una medición directa de la perdida de espesor del metal, solo una indicación de la presencia de una anomalía.
• No se puede utilizar para detectar de forma confiable la corrosión en la proximidad inmediata de otras características de las tuberías (tales como soldaduras, soportes de tuberías, ramales y similares).
• Depende enormemente de las habilidades del operador.

e) PIG e ILI

PIG e ILI son herramientas que permiten inspeccionar tuberías desde el interior. Estas herramientas están equipadas con varios tipos de tecnologías de detección y medición (como por ejemplo UT y MFL) las cuales proporcionan valores de espesor en varias localizaciones alrededor de la circunferencia y a lo largo de la longitud de la tubería. La ventaja de utilizar este tipo de herramientas es la gran porción de tubo inspeccionado en comparación a cualquier otra técnica. Aun así, hay varias deficiencias:

• La mayoría de los activos dentro de las refinerías y plantas no son adecuados para ser inspeccionados usando PIG o ILI.
• Un gran porcentaje de las tuberías de transmisión no son piggable.
• La inspección sólo puede ser periódica ya que hay involucrados unos costes muy elevados, normalmente se realiza cada 5 años. Esto afecta a la capacidad de detectar problemas de corrosión debido a cambios en el fluido o en condiciones externas.

Hasta acá la parte A de este articulo sobre la comparación de los distintos métodos de monitoreo para la corrosión en la industria petrolera y del gas. Los animamos a no perderse la parte B, que expone una solución innovadora, practica y muy confiable de hacer el monitoreo de la corrosión.

Para mayor información sobre los sistemas de monitoreo de A3 monitoring, sírvase contactarnos a través del correo electrónico: tecno.ndt@gmail.com ó a través de la cuenta skype: jecimba ó a través del No. celular +58424-4301542 (vía Whatsapp)

Inspección de tanques de almacenamiento de crudo y/o productos refinados

Cuando se almacenan substancias peligrosas en tanques de almacenamiento, reducir el riesgo de fugas, es crucial. La Corrosión en tanques de almacenamiento pueden causar fugas significativa de producto y por lo tanto contaminación del medio ambiente. Debido a este tipo de problemas, se necesita garantizar la seguridad y confiabilidad de los tanques de almacenamiento.

En lo que respecta a las tendencias de las tecnicas de inspección para estas estructuras, podemos hacer un desglose de las partes fundamentales del tanque y mencionar las técnicas de inspección mas utilizadas:

Pisos
MFL (Magnetic Flux Leakage) ó Fuga de Flujo Magnético en español, se utiliza para evaluación de la Corrosión en los pisos.
Vacuum box testing ó Ensayo por Cajas de Vacío, se utilizan para evaluar las soldaduras del piso y del conjunto Piso-Pared.
MPI (Magnetic particle inspection) ó Inspección por partículas magnéticas, se utilizan para inspeccionar defectos abiertos a la superficie (Grietas, Ranuras, defectos superficiales).

Paredes
AUT (Automated ultrasonic testing) ó Ensayo de Ultrasonido automatizado, estos son los llamados Crawlers que trepan por las paredes, por tener un imán que los atrae a la pared, evitando desplomarse al piso. Por lo general llevan consigo un palpador dual, para medición de espesores de la pared, adicionalmente tienen un software que permite visualizar los resultados y almacenarlos. Es una forma interesante de inspeccionar las paredes del tanque, ya que no necesitan costosos andamios y perdida de tiempo para armarlos. Es una técnica permitida por el API 653 y facilita la inspección, la hace muy segura, rápida y confiable.
MUT (Manual ultrasonic testintg) ó Ensayo de Ultrasonido manual, solo utilizado para una revision rapida o tipo "SPOT". Es muy localizada, y tiende a ser insuficiente para concluir sobre la integridad de las paredes.
MPI (Magnetic particle inspection) ó Inspección por partículas magnéticas. Idem anterior.

Techo
AUT (Automated ultrasonic testing) ó Ensayo de Ultrasonido automatizado, estos son los llamados Crawlers que trepan por las paredes, por tener un iman que los atrae a la pared, evitando desplomarse al piso. Por lo general llevan consigo un palpador dual, para medicion de espesores de la pared, adicionalmente tienen un software que permite visualizar los resultados y almacenarlos. Es una forma interesante de inspeccionar las paredes del tanque, ya que no necesitan costosos andamios y perdida de tiempo para armarlos. Es una tecnica permitida por el API 653 y facilita la inspeccion, la hace muy segura, rapida y confiable.
MUT (Manual ultrasonic testintg) ó Ensayo de Ultrasonido manual, solo utilizado para una revisión rápida o tipo "SPOT". Es muy localizada, y tiende a ser insuficiente para concluir sobre la integridad de las paredes.
MPI (Magnetic particle inspection) ó Inspección por partículas magnéticas. Idem anterior.

Inspección de las tuberías asociadas a los tanques
Las tuberías son vulnerables a la degradación debido a la corrosión interna y externa, agrietamiento, daño por tercero y defectos de fabricación. Las tuberías pueden fugar causando derrames de producto. Y en el caso de petroleo o productos químicos, también pueden contaminar el medio ambiente generando desastres ecológicos.

Las tuberías pueden inspeccionarse por medio de las siguientes técnicas:

PAUT (Phased Array Ultrasonic Testing) ó Ensayo de ultrasonido por arreglo de fases. Es como la ultima evolución del ultrasonido, y ha ganado mucha popularidad por lo versátil que ha sido para evaluar soldaduras y corrosión en tuberías. Son equipos, portátiles pero robustos, con una tremenda capacidad de detección de indicaciones  y la posibilidad de mapear cualquier área que requiera ser evaluada por corrosión (interna, principalmente).
MUT, medición de espesores principalmente.
VT (Visual testing) ó Ensayo de Inspección Visual.
MFL (Magnetic flux leakage) ó Ensayo de fuga de flujo magnético. Al igual que para los pisos, existen instrumentos de inspección que trabajan por MFL para tuberías. Se hacen barridos con estos equipos y donde las lineas de flujo se vean alteradas, se disparan las alarmas, visuales o sonicas, para identificar la posición de la indicación.
MPI (Magnetic particle inspection) ó Inspección por partículas magnéticas, se utilizan para inspeccionar defectos abiertos a la superficie (Grietas, Ranuras, defectos superficiales).
LPT (Liquid penetrant testing) ó Ensayo por líquidos penetrantes. Para indicaciones superficiales (Grietas superficiales en la ZAC, u otras grietas en los cordones de soldadura, etc).

Para mayor información sobre los equipos para inspeccionar todos los componentes de un tanque de almacenamiento de crudo y/o refinados, sírvase comunicarse con nosotros por el correo tecno.ndt@gmail.com ó la cuenta skype: jecimba ó al celular +58424-4301542

Paintbrush, el accesorio ideal para hacer mapeos de corrosion!

Sobre la base de su reciente análisis de mercado en lo que respecta a escáneres por ultrasonido, Se premia la labor de ZETEC Inc.,  con el reconocido galardon de Frost & Sullivan 2016 por la innovación de nuevos productos.

ZETEC Inc., ha establecido un nuevo punto de referencia comercial para el mapeo de la corrosión con el Paintbrush,  un escáner extremadamente ágil que puede operar tanto en plano (laminas) y superficies curvas (tuberías), proporcionando un barrido confiable, cubriendo el área a inspeccionar en un 100%. Sus dos ruedas encodadas permiten hacer un seguimiento de la posición del escáner en tiempo real, ayudando al operador a identificar visualmente áreas que no han sido cubiertas aun por el escáner.

Junto con el ya famoso portátil PAUT TOPAZ®  de la familia de equipos de ultrasonidos de ZETEC y el software UltraVision® ,  el  Paintbrush es la mejor solución disponible para el mapeo de corrosión y para el barrido de espesores de pared. Desde los convencionales escáneres  X-Y  y los escáneres de brazos, se han presentado mapas X-Y de la zona corroída o un mapa de dos ejes, pero desafortunadamente estos equipos tradicionales no han podido trabajar en superficies curvas, como tuberías; También existen los escáneres de ruedas, que por otra parte, puede trabajar en superficies curvas y planas sin problemas pero no son capaces de codificar el segundo eje, dando como resultado una desalineación del mapeo e inexactitud.

“El escáner Paintbrush de Zetec es la única solución disponible en el mercado, que es lo suficientemente flexible como para ofrecer una cobertura precisa y completa de las dos superficies: planas y curvas, sin desalineación ", dijo el principal de Frost & Sullivan, Nikhil Jain. "El Paintbrush, junto con su poderoso PAUT TOPAZ, identifica la ubicación en tiempo real de la sonda, lo que logra garantizar una cobertura del 100 por ciento de la pieza a inspeccionar ".

El Paintbrush ofrece muchas características innovadoras que mejoran notablemente el rendimiento de la inspección. Un ejemplo es con respecto a la cobertura - Si hay una superposición, el software tiene en cuenta el espesor mínimo en la misma posición. Si una parte de la zona de ensayo no ha sido escaneado, una imagen en tiempo real se mostrará en el escáner. Cuenta con la más alta precisión para la detección de picaduras, de corrosión, y la erosión. Un punto fuerte del Paintbrush de Zetec es su agilidad. El escáner está diseñado con ruedas magnéticas que se adhieren a una superficie metálica para facilitar su uso. Para superficies no metálicas, las ruedas se pueden remover y sustituir por ruedas de composite. El diseño intuitivo del producto lo hace  simple y de rápida operación al inspector.

El Paintbrush, cuando se utiliza conjuntamente con el PAUT TOPAZ32 de alto rendimiento de Zetec, se convierte en una solución muy poderosa para el mapeo de la corrosión: ningún otro PAUT totalmente integrado en el mercado puede igualar la potencia de procesamiento TOPAZ32. TOPAZ32 puede producir informes en la mitad del tiempo de otros instrumentos, para las inspecciones aún más rápidas.

"El software UltraVision de Zetec integrado con los PAUT TOPAZ son también uno de los más avanzados, intuitivos y de fácil uso en el mercado ", señaló Jain. "UltraVision 3D es una extensión, y cuando se integra con el Paintbrush, puede proporcionar un gráfico 3D de los datos de corrosión. Esto permite la lectura de la profundidad, ósea, mas  entrega de información útil a los clientes ".

En general, Zetec ha hecho un trabajo notable, al trabajar desde las necesidades de los clientes y con el entendimiento de los END.  Y el  escáner Paintbrush por ultrasonido es el desarrollo de un producto innovador para hacer frente a esas necesidades, ya que aborda las cuestiones fundamentales de calidad, funcionalidad y fiabilidad.

Cada año, Frost & Sullivan otorga este premio a la empresa que ha desarrollado un elemento innovador mediante el aprovechamiento de las tecnologías de vanguardia. El premio reconoce el valor agregado, características / beneficios del producto y el aumento de la rentabilidad de la inversión que ofrece a los clientes, lo que mejora la captación y el potencial global de penetración en el mercado.

Y para no dejarlos sin ver como funciona en vivo, observen estos vídeos, sobre planchas y sobre tuberías.

Y este otro interesante vídeo:

Para mayor información sobre el Paintbrush, sus características técnicas, ofertas o cualquier otra información, sírvase contactarnos por el correo electrónico: tecno.ndt@gmail.com o al +58424-4301542. 

DDA para Tuberías (END)

Un vistazo a los sistemas VIDISCO para radiografías digitales en tuberías:

Para mayor información sobre los sistemas VIDISCO, catálogos de los distintos modelos DDA ofrecidos, reportes académicos y presupuestos, sírvase contactarnos por tecno.ndt@gmail.com o al celular +58424-4301542.

VIDISCO, y la radiografía digital.

TECNO NDT CA, también representa a VIDISCO Ltd, compañía Israelí, líder en la fabricación de sistemas de Radiografía digital para la industria petrolera, gas, petroquímica, metalmecánica, minera, militar, naval y aeroespacial. 

VIDISCO, y sus equipos de Radiografía Digital: funcionan completamente a batería, pueden ser cargados con facilidad en cualquier lugar. El estuche o mochila del sistema, permite asimismo ser utilizado como plataforma de operaciones. Presentando una variedad de imagers ó paneles digitales delgados, todos los sistemas de VIDISCO son fáciles de montar y capaces de penetrar una variedad de tuberías con paredes de diferente espesor. Los sistemas fueron diseñados para funcionar bajo niveles de alto voltaje y son también compatibles a la operación con isotopos. Las imágenes de alta calidad son disponibles inmediatamente en la pantalla de su ordenador portátil, lo que permite delinear grietas del grosor de un pelo. El nivel de la dosis se amengua y el tiempo de exposición se reduce a meros segundos. La amplia base de datos del software XbitPro de Vidisco, permite capturar, analizar y almacenar las imágenes de rayos X.

A continuación una breve descripción del sistema:

Panel DDA (Imager):

En la fotografía, se muestra el FlashXpro, pero hay varios modelos.

Con un área de imagen de 34,2 x 43,2 cm (13,5 x 17 pulgadas).

El imager FlashXpro es el DDA (Matriz de Detección Digital) mas grande en VIDISCO en la actualidad. Puede ser utilizado para varias aplicaciones y es 100% portátil. Diseñado especialmente para el uso industrial y con operación a batería, el imager produce imágenes de alta calidad de 16 bit (65.536 tonos de gris)

ICU (Unidad de control del imager)

Es el corazón de cada sistema de radiografía digital de VIDISCO. Este dispositivo de peso ligero ofrece varias características, incluido un avanzado sistema de potencia que soporta todos los imagers de VIDISCO y sus accesorios; una batería de gran capacidad con un cargador inteligente; una avanzada interfaz de comunicación con los detectores, las fuentes de rayos X y el ordenador portátil; y una capacidad inalámbrica integrada que permite su codificación y una comunicación inalámbrica segura.

Fuentes de rayos X

Completamente compatible con todos los sistemas de radiografía digital de VIDISCO, las fuentes de rayos X de Ingeniería Golden son livianas y son operadas completamente a baterías, con la capacidad de conseguir imágenes de alta calidad utilizando dosis de relativamente baja potencia. Los sistemas de radiografía digital de VIDISCO son también compatibles con una amplia variedad de fuentes de rayos X de potencia industrial y constante y de isotopos.

WXR (Rayos X inalámbricos)

Este dispositivo único permite la conexión inalámbrica entre la fuente de rayos X y el ICU. No utiliza batería y recibe energía de la batería de la fuente de Ingeniería Golden.

WIFI X 

suministra la transferencia inalámbrica de datos de Rayos X en forma rápida y consistente entre el ordenador portátil y el ICU, hasta una distancia de más de 300m (linea de visión). Este módulo liviano que no tiene necesidad de una batería, es fácilmente conectado al ordenador portátil por le puerto USB. Con su soporte montable, el módulo puede fijarse a la tapa de la maleta para elevar su posición. Antenas de alta potencia permiten conseguir distancias aun mayores.

Xbit Pro

Software patentado Xbit Pro, de VIDISCO. Ofrece al operador de END sofisticadas herramientas para mejorar la imagen y un almacenaje de datos, herramientas muy fáciles de usar. Estas facilitan la toma de imágenes, el análisis de imágenes de alta calidad de radiografías digitales, la documentación, comparticion de datos y resultados de alta precisión. El macro patentado permite repetir procedimientos de ensayo.

Maleta resistente

El resistente estuche "todo en uno", es ideal para trabajo de END en el terreno. La delgada DDA puede ser utilizada en terrenos rústicos y lugares estrechos. El estuche, que sirve de plataforma de operaciones, contiene un carrete desmontable, un ordenador portátil con software patentado así como dispositivos inalámbricos y otros accesorios, que facilitan al operador la posibilidad de montar un laboratorio virtual en el terreno.

Carrete integrado

El carrete desmontable integrado suministra 50m de cable para la conexión del ordenador portátil al ICU. La clave es la flexibilidad - el cable especial del carrete facilita energía y también el paso de información por la linea en un solo cable. Este cable es perdurable para operaciones a campo abierto en todo terreno y tiene la opción de conectarse a varias extensiones opcionales.

Para mayor información sobre los modelos disponibles y cotizaciones, sírvase contactarnos por: tecno.ndt@gmail.com o traves del celular +58424 4301542